El Estrecho de Ormuz –la estrecha vía fluvial por la que normalmente pasa entre el 20% y el 25% del petróleo transportado por mar en el mundo– ha estado efectivamente cerrado durante poco más de dos meses.
A medida que las tensiones han aumentado, Irán ha restringido el paso a través del Estrecho, mientras que Estados Unidos ha impuesto un bloqueo naval al transporte marítimo iraní, limitando drásticamente la capacidad de Teherán para exportar crudo. El 3 de mayo, el presidente estadounidense Donald Trump anunció el Proyecto Libertad, mediante el cual buques de guerra estadounidenses escoltarían a través del Estrecho a buques de países no involucrados en el conflicto. Pero algunos informes han sugerido que desde entonces Irán ha disparado contra varios barcos que intentaban transitar y que la vía fluvial permanece efectivamente cerrada.
Las consecuencias inmediatas son buques petroleros varados, aumento de los precios e Irán se queda rápidamente sin lugares donde almacenar su petróleo. Los analistas ahora advierten que el almacenamiento podría llenarse en cuestión de semanas, lo que obligaría a los productores a cerrar los pozos por completo.
Pero la historia más profunda se encuentra muy por debajo de la superficie. Los pozos de petróleo no están diseñados para encenderse y apagarse a voluntad. Y cuando lo son, el daño puede persistir mucho después de que la crisis haya pasado.
Para entender por qué, es útil abandonar la idea de que los campos petrolíferos son lagos subterráneos. En realidad, el petróleo queda atrapado dentro de poros microscópicos de la roca, típicamente de una centésima de milímetro de ancho, mantenido allí por la presión, la temperatura y un delicado equilibrio entre petróleo, gas y agua.
Apagarlos, especialmente de forma abrupta y durante períodos prolongados, puede alterar su equilibrio interno de maneras que son difíciles, a veces imposibles, de revertir. La producción funciona porque el sistema está en movimiento. Cuando un pozo está abierto, las diferencias de presión impulsan el petróleo hacia el pozo (un canal perforado que conecta el depósito de petróleo con la superficie). Con el tiempo, esa presión disminuye naturalmente, razón por la cual los operadores utilizan técnicas como la inyección de agua o gas para mantener el flujo.
El punto clave es que los reservorios son dinámicos. Dependen de una gestión continua para seguir siendo productivos.
Cierra el pozo y se detiene el movimiento del petróleo. Las consecuencias comienzan casi de inmediato. Uno de los primeros cambios se produce en la distribución de la presión. Si bien cerrar un pozo puede permitir temporalmente que la presión vuelva a aumentar cerca del pozo, el yacimiento más amplio puede experimentar una redistribución desigual. https://www.youtube.com/embed/ZW259MamP2M?wmode=transparent&start=0 El bloqueo estadounidense a Irán significa que el almacenamiento de Irán está casi lleno.
En campos que dependen de una inyección cuidadosamente administrada, donde se bombea agua o gas para expulsar el petróleo, detener las operaciones interrumpe ese sistema. Los fluidos inyectados pueden migrar de manera impredecible, a veces evitando por completo las zonas ricas en petróleo cuando se reanuda la producción. El fluido puede elegir una ruta de movimiento diferente, por lo que ya no puede empujar el aceite fuera del depósito.
Luego está la química. El petróleo crudo no es una sustancia uniforme; contiene componentes más pesados como ceras y asfaltenos: hidrocarburos de cadena larga y moléculas densas y complejas que pueden solidificarse o precipitarse en condiciones cambiantes. En condiciones de flujo estable, estos permanecen disueltos. Pero cuando el flujo se detiene y las temperaturas o las presiones cambian, estos componentes esencialmente pueden obstruir los pequeños poros de la roca o del pozo mismo. Una vez depositados, estos materiales pueden restringir el flujo a menos que se utilicen técnicas costosas (y no siempre exitosas) para reparar el daño.
El agua añade otra capa de complejidad. Todos los yacimientos contienen agua de formación (el agua natural atrapada en la roca junto con el petróleo y el gas) y, en algunos casos, agua de mar inyectada. Cuando se cierra un pozo, el agua puede penetrar en zonas que antes producían principalmente petróleo. Con el tiempo, esta “invasión de agua” puede afianzarse, lo que significa que cuando se reanude la producción, el pozo producirá mucha más agua y mucho menos petróleo. Separar y eliminar esa agua es costoso y, en algunos casos, la producción de petróleo resulta antieconómica.
También existen riesgos mecánicos. El pozo en sí está revestido con una carcasa de acero y cemento y está diseñado para operar bajo ciertas condiciones. Las paradas prolongadas pueden provocar corrosión, incrustaciones (acumulación de minerales) o incluso problemas de integridad estructural. En casos extremos, reiniciar un pozo puede requerir una reelaboración importante, similar a reabrir una mina que se ha derrumbado parcialmente.
Quizás el aspecto menos comprendido es lo que sucede a escala de todo el yacimiento de petróleo durante períodos más largos. Algunos yacimientos son muy sensibles a los cambios de presión. Si la presión cae demasiado o fluctúa de manera impredecible, la estructura de la roca puede compactarse. Esta compactación reduce los poros disponibles para almacenar y transmitir fluidos, reduciendo permanentemente el potencial de producción del campo.
El comportamiento del gas también importa. En muchos yacimientos, el gas se disuelve en petróleo a alta presión. Cuando la presión cae por debajo de cierto umbral, sale gas de la solución, lo que forma burbujas que pueden bloquear las vías de flujo. Si esto sucede de manera desigual durante un cierre, puede dejar bolsas de petróleo que efectivamente quedan varadas.
Todo esto ayuda a explicar por qué los operadores son cautelosos a la hora de cerrar la producción a menos que sea necesario. No se trata sólo de una pérdida de ingresos durante el tiempo de inactividad, sino del riesgo de perder por completo la capacidad de producción futura. Dicho esto, no todos los pozos sufren por igual. Algunos embalses son más resistentes.
En muchos casos, particularmente en grandes campos convencionales, la producción puede restablecerse relativamente rápido después de un cierre, como se ha visto en interrupciones pasadas. Pero esto no significa que el yacimiento no esté afectado: incluso cuando la producción regresa, cambios sutiles pueden reducir la eficiencia, aumentar los costos o dejar parte del petróleo sin recuperar permanentemente. En la práctica, esto puede significar una reducción en la cantidad de petróleo que finalmente se recupera. Es posible que resulte más difícil acceder a algunos focos o que su producción resulte antieconómica en condiciones normales, incluso si permanecen físicamente en su lugar. Eso no implica que el petróleo se pierda para siempre, pero puede hacer que parte de él quede fuera del alcance de la tecnología o los precios actuales, reduciendo efectivamente el rendimiento a largo plazo del campo.
También existen riesgos medioambientales. El cierre de pozos puede reducir las emisiones en el corto plazo, pero la inestabilidad de la presión puede aumentar las fugas de metano. Reiniciar los pozos a menudo implica quemarlos y ventearlos, lo que agrega más emisiones. Con el tiempo, la intrusión de agua y los daños a los yacimientos pueden aumentar el costo ambiental por barril, ya que se necesita más energía para extraer menos petróleo.
La ingeniería moderna puede mitigar algunos riesgos mediante una planificación cuidadosa que mantenga una circulación mínima, controle la presión o utilice tratamientos químicos. Pero estas medidas requieren tiempo, coordinación y recursos, que pueden no estar disponibles en una crisis geopolítica repentina.
La lección más amplia es que la producción de petróleo no se detiene y reanuda fácilmente como en la línea de montaje de una fábrica. Es una interacción continua con un sistema natural complejo. Las interrupciones, especialmente las abruptas y a gran escala, pueden dejar cicatrices duraderas debajo de la superficie, mucho después de que se reabren las válvulas.
Nima Shokri, codirectora ejecutiva, Instituto para el Agua, el Medio Ambiente y la Salud (UNU-INWEH), Universidad de las Naciones Unidas; Universidad Técnica de Hamburgo y Martin J. Blunt, presidente de Flujo en medios porosos, Colegio Imperial de Londres
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